凝析气藏开发

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1、2我国主要气田类型的地质和开发特征2.6凝析气藏（田）1）埋藏深、高压、高温大多数凝析气藏的的埋藏深度大于1500米，压力范围在21～42MPa之间，温度在93～204℃之间。2）超临界态气态烃含量占优势凝析气藏地层烃类流体组分中90％（体积百分比或摩尔百分比）以上为甲烷、乙烷和丙烷。在高温、高压下，处于超临界状态的甲烷、乙烷和丙烷等气态烃组分对一定数量的液态烃产生萃取抽提，使之溶解在气体中，从而形成凝析气藏。2.6.1地质特征2我国主要气田类型的地质和开发特征3）凝析气井采出井流物组成分布特征开采初期，凝析气井采出的原始井流物组成分布一般具有以下规律：甲烷

2、（C1）含量约在75-90%左右；C2+含量在7-15%范围。若C2+>10%，凝析气藏一般有油环；气体干燥系数（C1/C2+C3，均为摩尔或体积含量比），在10-20之间；2.6.1地质特征2我国主要气田类型的地质和开发特征3）凝析气井采出井流物组成分布特征气体的湿度（C2+/C1，均为摩尔或体积含量比），在6-15之间；分离器气体的相对密度（相对于空气，空气密度=1），γg=0.6-0.7；油罐油（或称稳定凝析油）的相对密度（相对于水，水密度γo＝1），在0.7260-0.8120之间；地面凝析油的粘度μo<3mPa·s；2.6.1地质特征2我国主要气田

3、类型的地质和开发特征3）凝析气井采出井流物组成分布特征凝析油的凝固点一般<11℃；凝析油的初馏点一般<80℃，而且小于200℃的馏分含量>45%；含蜡量一般<1.0%；胶质沥青质含量一般<8%；2.6.1地质特征2我国主要气田类型的地质和开发特征3）凝析气井采出井流物组成分布特征气油比：俄罗斯统计一般在1000-18000m3/m3之间，美国是在17600m3/m3左右。都认为气油比有个临界值，介于600-800m3/m3之间，气油比小于此值，只能形成油藏；凝析油含量：俄罗斯认为，对应于气油比高限的凝析油含量约为39.6-45g/m3，美国是在凝析油含量为4

4、0.9-45g/m3左右；对应于气油比低限的凝析油含量可达600-1000g/m3。2.6.1地质特征2我国主要气田类型的地质和开发特征4）凝析气藏的分类按气油比和天然气中的凝析油含量，国际上较多的是按以下标准来划分不同类型的凝析气藏：低含凝析油的凝析气藏：5000m3/m3

5、290g/m3

6、其组分、组成和压力、温度之间的关系密切相关，引起凝析气井井流物组分组成及相态变化的热动力学条件（压力、温度和组成）变化，也会直接影响到凝析油和其它烃类的地面回收率，必须采用上下游一体化的配套开发与开采工艺技术，才能科学合理开发凝析气藏。2.6.2开发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征3.凝析油气在储层中渗流是一种有质量交换、并发生相态变化的物理化学渗流，这是目前渗流力学研究中的重点和难点。4.近些年来，我国又相继发现深层、近临界态的、高含蜡的富含凝析油的凝析气藏，它们埋藏深、压力高、体系复杂，开发难度更大，相应的投资大、成本高和技术要求也高。2.6.2开

7、发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征5.我国西部，多为带油环的凝析气藏或带凝析气顶的油藏。6.许多油气区凝析气田、气顶油田和干气气田往往成片分布，伴生气、气顶气和气层气同时存在，有个成组优化开发的问题。7.判断油气藏类型还主要靠其相图。2.6.2开发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征8.到2004年底，中国石油已探明凝析气地质储量3825×108m3,占总储量13.1%。凝析油地质储量1.15×108t。共18个大中型凝析气田投入开发，牙哈、柯克亚和大港大张沱实行或实行过注气开发。2.6.2开发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征9.针对凝析气藏地

8、质、开发特点，在凝析气藏开发上应特别注意：1）准确取